Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

поверхность обоймы представляет собой двухзаходную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности в два раза больше шага винта. При размещении винта в обойме между ними образуется ряд замкнутых полостей, перемещающихся при вращении винта от приема насоса к его выходу. Винт изготовлен из стали или титанового сплава, резиновая обойма размещена в стальном корпусе.

Рабочие органы одновинтового насоса (обойма и винт) в сечении резиновой обоймы и винта насоса показаны на рис. 2.12. Сечение внутренней полости обоймы образовано двумя полуокружностями с радиусами, равными половине диаметра сечения винта, и двумя общими касательными.

Тоб =2t

Рис. 2.12. Сечение резиновой обоймы и винта насоса

Длина касательных, т.е. расстояние между центрами этих полуокружностей, равна 4е. Благодаря вращению вала насоса винт вращается по окружности диаметром d = 2e в обратном направлении. Винтовой насос – насос объемного действия, следовательно, его теоретическая производительность прямо пропорциональна частоте вращения вала.

Подача одновинтового насоса

где e – эксцентриситет винта; D – диаметр сечения винта; T – шаг обоймы; n – частота вращения вала насоса, об/мин; ψ – объемный КПД насоса.

Установки винтовых насосов с поверхностным приводом включают винтовой насос и колонну насосных штанг в скважине, вращение которой обеспечивает работу скважинного винтового насоса. Колонну штанг вращает электродвигатель, расположенный на устье скважины.

Отличительная особенность эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами – передача энергии к погружному поршневому насосу потоком жидкости, подаваемым с поверхности. Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем, объединенные в один агрегат (гидропоршневой погружной насосный агрегат). Блок подготовки рабочей жидкости и силовой насосный блок находятся на поверхности. Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом насосного блока в скважину и приводит в действие гидродвигатель. По принципу действия скважинные гидропоршневые насосы можно разделить на насосы одинарного, двойного и дифференциального действия [13].

Диафрагменные насосы – насосы объемного типа. Их основной рабочий элемент – расположенная в верхней части насоса диафрагма, меняющая свое положение (вниз, вверх). При прогибании диафрагмы вниз в наддиафрагменную полость насоса через всасывающий клапан поступает скважинная жидкость; при прогибании вверх эта жидкость через нагнетательный клапан выдавливается в насоснокомпрессорные трубы. Колебательные движения диафрагмы обеспечиваются с помощью погружного электродвигателя, специального поршня с пружиной и эксцентрика, размещенных в нижней части погружного агрегата (ниже диафрагмы). Диафрагменные насосы эффективны при откачке коррозионно-активной жидкости, содержащей мехпримеси. Откачиваемая жидкость не контактирует с подвижными элементами насоса, с помощью которых обеспечивается изменение положения диафрагмы.

82

Струйные насосы (CН), применяемые при эксплуатации добывающих скважин, состоят из трех основных элементов – канала подвода рабочего агента с соплом, канала подвода инжектируемой (откачиваемой) жидкости, камеры смешения и диффузора. Рабочий агент (обычно жидкость, например вода) под давлением подается через сопло в камеру смешения, при этом потенциальная энергия (энергия давления) агента частично преобразуется в сопле в кинетическую энергию. За счет этого в поток рабочего агента подмешивается (втягивается) откачиваемая жидкость. Рабочий агент и эта жидкость перемешиваются в камере смешения и поступают в диффузор (расширяющейся канал), в котором часть кинетической энергии смешанного потока преобразуется в потенциальную энергию. Таким образом, в струйном насосе происходит двойное преобразование гидравлической энергии без создания избыточного (дополнительного) напора на выходе для рабочего агента. Основное преимущество струйных насосов – отсутствие подвижных элементов (частей), основной недостаток – невысокий КПД. Рабочий агент нагнетается в скважину к струйному насосу с поверхности.

Рабочий агент (инжектирующая жидкость) I подается по каналу 1 в рабочее (активное) сопло 2, размещенное внутри приемной части 4 камеры смешения 5. По каналу 3 подводится инжектируемая жидкость II. В активном сопле 2 часть потенциальной энергии рабочего агента преобразуется в кинетическую энергию струи рабочей жидкости. При вытекании струи рабочей жидкости в приемную часть камеры смешения давление в ней (между срезом рабочего сопла и началом цилиндрической части камеры) понижается, в результате часть инжектируемой жидкости подхватывается рабочей жидкостью. В камере 5 при турбулентном смешении двух потоков часть кинетической энергии рабочего агента передается инжектируемой жидкости. Этот процесс сопровождается выравниванием скоростей и давлений потоков. В диффузоре 6, куда поступает смешанный поток, часть кинетической энергии потока преобразуется в потенциальную энергию. Потенциальная энергия рабочей жидкости определяется давлением Р1, смешанного потока на выходе из струйного насоса 7

83

Рис. 2.13. Принципиальная схема струйного насоса (эжектора): I – рабочая жидкость; II – инжектируемая жидкость; III – смесь рабочей (инжектирующей)

и инжектируемой жидкостей

(СН) давлением Р3. Давление инжектируемой жидкости на входе в СН (Р2) меньше давления Р1 и Р3 (рис. 2.13).

2.6. Исследования скважин

Основная задача исследований залежей и скважин – получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Существуют гидродинамические, потокометрические и термометрические методы исследования скважин.

Гидродинамические методы исследования – метод устано-

вившихся отборов и метод восстановления давления – основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). По данным гидродинамических исследований можно определить коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, проницаемость призабойной и удаленной зон пласта, гидропроводность пласта, пластовое давление, пьезопроводность, подвижность [4, 14]. Задачи исследований: контроль продуктивности скважин; изучение влияния режима их работы на производительность; оценка фильтрационных параметров пласта. Метод установившихся отборов применяют главным образом при исследованиях для определения продуктивной характеристики скважины и установления технологического

84

режима ее работы, а метод восстановления давления – для определения параметров пласта.

Метод установившихся отборов. Идея метода установившихся отборов – в замене (4–5 раз) штуцеров и измерении параметров. Глубинные измерения производятся глубинными приборами (манометрами), которые лебедками (ручными, механизированными) спускают в скважину на стальной проволоке диаметром от 0,6 до 2,0 мм. Кроме этого, периодически ведут отбор проб для определения свойств нефти.

По данным исследований методом установившихся отборов строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Рзаб или от величины депрессии ∆Р, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями (∆Р = Рпл – Рзаб). Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм (рис. 2.14) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно дебитов, а также линиями, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов – криволинейна (линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.

В случаях когда получают вогнутые индикаторные линии (линия 3), исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить или исследовать скважину методом восстановления давления.

Приток жидкости к забою скважины определяется зависи-

где Kпрод – коэффициент продуктивности; n – коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду.

Коэффициентом продуктивности добывающей скважины Kпрод

называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту:

Дебит измеряют в т/сут (м3/сут), а перепад давления в мегапаскалях (МПа).

При линейном законе фильтрации n = 1 (индикаторная линия - прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при n > 1, а вогнутую – при n < 1.

При линейном законе фильтрации уравнение (2.13) принимает вид

В этом случае справедлива формула Дюпюи для дебита Q:

rc

Значения Q и ∆Р в коэффициенте продуктивности определяют по индикаторной линии. По коэффициенту продуктивности Kпрод из формулы Дюпюи находится проницаемость пласта k:

По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины.

86

Метод восстановления давления. Сущность метода состоит в прослеживании скорости восстановления забойного давления во вре-

и lg t. Восстановление давления на забое остановленной несовершенной скважины, эксплуатирующейся перед остановкой с постоянным дебитом, описывается основным уравнением упругого режима:

где Q – дебит скважины перед остановкой, м3/с; ∆Р – повышение давления, Па; η – вязкость пластовой жидкости, Па.с; k – проницаемость, м2; h – мощность пласта, м; χ – коэффициент пьезопроводности, м2/с, rпр – приведенный радиус скважины.

Из уравнения (2.14) следует, что график восстановления давления в координатах ln t, ∆P(t) (рис. 2.16) будет иметь прямолинейный участок:

где В – угловой коэффициент; А – отрезок, отсекаемый на оси ординат.

Угловой коэффициент В и отрезок А, отсекаемый на оси ординат продолжением прямолинейного участка кривой восстановления давления, будут равны соответственно

87

Рис. 2.16. КВД в координатах ∆р, lnt

Уравнение 2.19 – уравнение прямой линии, построенной в полулогарифмических координатах ∆Р – lg t.

Определив по кривой восстановления давления величины А и В, из формулы для tgα можно найти проницаемость:

а с учетом данных о сжимаемости породы βп (м2/н или 1/Па) и жид-

Результаты исследования скважин методом восстановления давления обрабатывают в следующем порядке.

1.Строится график КВД в координатах Р–t (см. рис. 2.15).

2.Строится график КВД в координатах ∆P −ln t (см. рис. 2.16).

3.На КВД в координатах ∆P,ln t выделяется прямолинейный

участок.

4. Определяется уклон выделенного прямолинейного участка (коэффициент В) по координатам точек, соответствующих началу (х1, у1) и концу (х2, у2) этого участка (уклон обозначается также через В):

5.Вычисляется проницаемость по формуле (2.22).

6.Определяется гидропроводность пласта по формуле (2.23).

7.С учетом данных о сжимаемости породы βп (м2/н или 1/Па)

ижидкости βж (м2/н или 1/Па) вычисляется коэффициент пьезопроводности χ по формуле (2.24).

Потокометрические методы – это скважинные дебито- и рас-

ходометрические исследования, которые позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и профили поглощения (приемистости) в нагнетательных скважинах. При исследовании в работающую нагнетательную скважину на электрическом кабеле спускают скважинный прибор – расходомер (в добывающую скважину – дебитомер), датчик которого подает на поверхность электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости. На основании данных измерений строят расходоили дебитограмму, по которым выделяют работающие интервалы, определяют их долевое участие в общем расходе и оценивают степень охвата разработкой по толщине пласта.

Профилем притока или приемистости называют график зависимости количества Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины ее залегания. Профиль притока жидкости при движении ее вверх по стволу скважины называется профилем притока, при движении вниз – профилем приемистости (рис. 2.17).

89

Рис. 2.17. Пример построения профилей притока: 1 – точечные замеры; 2 – интервал перфорации

Изучение профилей притока и приемистости начинается на начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периодически в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин. Дифференциальный профиль строится по расчетным значениям удельного дебита (расхода) qi с помощью формулы

где Qi max – Qi min – соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящихся к глубинам lверх и lниж; ∆l = = lниж – lверх – величина выбранного интервала. По этому профилю определяются расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины.

90